裂缝性碳酸盐岩油藏可视化模型水驱油实验

陈莹莹，孙雷，田同辉，潘毅，董卫军，刘彦子

（1.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川 成都 610500；2.中国石化胜利油田分公司，山东 东营 257000）

裂缝性碳酸盐岩油藏可视化模型水驱油实验

陈莹莹1，孙雷1，田同辉2，潘毅1，董卫军1，刘彦子1

（1.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川 成都 610500；2.中国石化胜利油田分公司，山东 东营 257000）

为了更好地认识裂缝性碳酸盐岩油藏的渗流机理，结合油藏实际地质特征，利用真实岩心设计制作了可视化网络裂缝模型，考察了注入速度、模型倾斜角度等因素对注水效果的影响，以及水驱油过程中的油水运动分布特征。观测到由于受裂缝性油藏非均质性的影响，水驱后残余油存在形式主要有孤滴状、角隅状及膜状等，每种残余油的形成机理也不同。实验结果表明：水驱油时，驱替速度与采出程度不成正比，而是存在一个最佳驱替速度，即临界驱替速度；剩余油的形成和分布主要受岩石表面润湿性、裂缝连通性和重力分异的影响；水驱油效率与裂缝地层倾斜角度有关，地层倾斜角度越小，采出程度越高。裂缝性油层较厚时，水驱后油层顶部可能会有大量剩余油，仍具有较大开发潜力。

裂缝性油藏；可视化模型；剩余油分布；水驱油机理；临界驱替速度

模拟水驱油实验研究主要采用仿真模型或真实储层模型。真实岩样具有原始储层岩石本身的结构特征和表面物理性质，研究结果较仿真模型更可信，并且可实现流体的渗流动态可视化，应用比较广泛［1-4］。笔者在实验模型和参数满足相似准数的基础上，开展了裂缝体可视化模型水驱油相关实验，研究微观水驱油速度对低渗透裂缝性油层水驱效果的影响，以及水驱油过程中的油水运动分布特征，以期有助于裂缝性碳酸盐岩油藏的注水开发工作。

1 实验准备

采用二维可视化人工裂缝模型进行测试。模型制作及实验设备准备程序为：1）采用SL油田CG201井真实储层岩心经切片打磨制备成的裂缝体模型；2）模拟不同形态裂缝组合可视物理模型，然后将2块玻璃板嵌合黏结，并在两端设定注入和采出端口；3）将嵌合好的可视化二维物理模型装入特制的高强度透明耐压橡胶夹持模具中密封，然后装入可透视平板岩心夹持器，形成完整的可视化二维物理模拟驱替模型。

将安装有可视化二维物理模型的岩心夹持器与装有驱替用模拟原油、地层水的中间容器连接，再与微量恒压恒速驱替泵连接，并将可视化岩心夹持器置于摄像机下，记录水驱油过程的油水分布规律图像动态，即可进行水驱油物理模拟实验。

模型长15 cm，宽8 cm，有效厚度0.2 cm。裂缝分3级：大缝缝宽1.0～3.0 mm；中缝缝宽0.5～1.0 mm；小缝缝宽0.1～0.5 mm。大缝体积占裂缝总体积的50%，中缝占40%，小缝占10%。

驱替用原油为根据SL油田CG201井所取地层原油配制的模拟油，采用煤油与硅油混合配制，并加入甲基红染色。驱替用水为实验室配制的SL油田地层水。水驱速度按地层实际流动速度进行折算，驱替速度v分别为0.13，0.25，0.50 mL/min。

2 实验

裂缝模型放入夹持器中，将夹持器垂直放置。连接恒压恒流泵和中间容器，以恒定流速先将水泵入模型中，当水充满有效裂缝时，记下总进水量，即为裂缝的有效体积，为2 mL；再以恒定流速将油泵入模型中，建立束缚水，当不再有水被驱替出时，记录总出水量，计算束缚水饱和度为25%。模型饱和油水后，油主要分布在连通性较好的裂缝中，重力分异现象不明显。

驱替过程中，按一定的时间间隔记录采出端的产油量和产液量，同时用摄像机记录水驱油过程的油水分布规律图像动态。当采出端含水率达到100%时，停止驱替。

水平驱替实验只是将夹持器水平放置，其他过程与垂直驱替实验完全一致。

从摄像视频中可以看出，裂缝中的油水运动主要是驱动压差下的活塞式驱替。垂直驱替时，水先进入底部裂缝，顶部剩余油分布较多，表明重力分异对水驱油效果会产生较明显的影响。水驱油过程基本为从左向右平稳推进，部分剩余油被圈闭在与注入方向垂直及被短路圈闭的裂缝内。水平驱替时，油水分布主要受裂缝连通性的影响，重力分异对驱替效果几乎不产生影响。不同驱替速度下的剩余油量和分布差别较大，表明驱替速度对网络裂缝的影响也较明显。

实验发现，残余油的形式多种多样，主要有孤滴状、角隅状及膜状等形式。当油连续通过岩石的孔隙喉道时，由于喉道半径很小，毛细管力急剧增大，当驱动压力不足以抵消毛细管力效应时，连续油流即被卡断，变为分散的油滴［5］。摩尔（Moore）采用示踪剂对强水湿岩心的水驱油研究表明，非润湿相流体（油）相当大的部分局限于枝叉结构，尤其是在含油饱和度接近残余油饱和度时更是如此。当注入水绕过它时，枝叉中的油由于毛细管力而被捕集和隔绝［6］，因此形成角隅状。膜状残余油主要存在于亲油的裂缝中，由于储集层润湿性的复杂性，模型表现出部分偏亲油的性质，在裂缝表面和角隅对油产生吸附作用，形成一些薄膜状残余油。

3 结果分析

3.1 不同驱替速度下的水驱实验结果对比

图1为裂缝模型水平驱替过程中的含水率、采收率与累计注入量的关系曲线。从图1可以看出，不同的驱替速度下见水时的累计注入量基本相同，且见水后含水率迅速上升，表明此类模型在水驱过程中以活塞式驱替为主。

图1 不同驱替速度的水平驱替实验

驱替速度为0.25 mL/min的采出程度最高，其次是0.50 mL/min和0.13 mL/min。见水后由于含水率快速上升，采油速度明显下降，最后基本降为0，也表现出了活塞式驱替的特点。说明在这类油藏开发过程中，大部分油产自无水采收率阶段，所以延长无水采油期至关重要［7］。

垂直驱替的2组实验结果表明：注入速度对网络裂缝水驱油的影响较明显。总的采出程度变化趋势为：中速＞高速＞低速。这主要是受水突破及驱油波及效率的影响。一般情况下，随着注入速度的增加，注入水易沿大裂缝流动产生水窜，从而导致采出程度变差；而注入速度过低，注入水的驱替能量过小，不易进入较小的裂缝，小裂缝中的原油驱替不出而滞留在裂缝中，波及效率低，采出程度也较差。以中等速度（0.25 mL/min）驱替，既可避免由于高速带来的水窜现象，又可加大低速注入的波及效率，最终取得较好的驱油效果。

从以上分析可以看出，水驱油时采出程度与驱替速度不是呈单纯上升关系，而是存在一个最佳驱替速度，即临界驱替速度［8］。

3.2 垂直与水平放置的水驱实验

对比了垂直放置和水平放置的所有驱替速度下的含水率（见图2）和采出程度（见图3），结果发现，同一速度下，水平驱替比垂直驱替的含水率低，采出程度比垂直驱替高。垂直放置时，裂缝纵向跨度大，受重力分异作用明显，密度较大的水会聚在裂缝底部，导致裂缝顶部的油不易驱出，波及效率偏低，从而影响驱替效率。水平放置时，裂缝纵向跨度较小，重力分异作用影响不大，驱替后的油水分布不会出现顶部油明显积聚的现象，波及效率较高，因此采出程度偏高。

图2 含水率对比

图3 采出程度对比

4 结论

1）随着水驱油速度增加，驱油效率上升，当达到一定程度后开始下降，说明存在一个最佳驱替速度，即临界驱替速度。

2）裂缝性油藏的采出程度受裂缝地层倾斜角度的影响，倾斜角度越小，采出程度越高。

3）裂缝性油层较厚时，水驱后油层顶部可能会有大量剩余油。对水驱过程中裂缝上方的残余油，可以考虑进一步注气驱替。

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（编辑 孙薇）

Experiment on water-oil displacing for visible model of fractured carbonate reservoir

Chen Yingying1,Sun Lei1,Tian Tonghui2,Pan Yi1,Dong Weijun1,Liu Yanzi1
(1.State Key Laboratory of Oil&Gas Reservoir Geology and Exploitation,Southwest Petroleum University,Chengdu 610500, China;2.Shengli Oilfield Company,SINOPEC,Dongying 257000,China)

This paper focuses on the research of flow mechanism in the fractured carbonate reservoir.Based on the actual geologic characteristics and core,it designs a visible network fracture model to simulate the water flooding mechanism and analyzes the influence of different injection velocities and inclination angles of model on the water flooding effect.The oil and water distribution in process of water flooding is understood.Because of reservoir heterogeneity,residual oil is mainly in the form of isolated droplet, cant and membrane,etc.The formation mechanism of residual oil is different.The experiment results indicate that when water-oil displacing,the displacing velocity is not proportional to recovery degree,but there is an optimum displacing velocity in water flooding,that is the critical displacing velocity.The formation and distribution of remaining oil is mainly affected by wettability of rock,connectivity of fracture and differentiation of gravity.The water-oil displacing efficiency is related to the inclination angle of fractured reservoir.The smaller the fractured layer dip is,the higher the degree of recovery is.If the oil-bearing layer is thick,there is a great potential for development on the top of oil-bearing layer.

fractured reservoir;visible model;remaining oil distribution;water-oil displacing mechanism;critical displacing velocity

国家科技重大专项“复杂裂缝性碳酸盐岩油藏开发关键技术研究”子课题“裂缝性碳酸盐岩油藏渗流机理物理模拟研究”（2008ZX05014-004）

TE344

：A

1005-8907（2012）01-0092-03

2011-05-11；改回日期：2011-11-25。

陈莹莹，女，1986年生，在读硕士研究生，2009年毕业于西南石油大学石油工程专业，研究方向为油气田开发。E-mail：chenyingying0393@yahoo.com.cn。

陈莹莹，孙雷，田同辉，等.裂缝性碳酸盐岩油藏可视化模型水驱油实验研究［J］.断块油气田，2012，19（1）：92-94. Chen Yingying，Sun Lei，Tian Tonghui，et al.Experiment on water-oil displacing for visible model of fractured carbonate reservoir［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2012，19（1）：92-94.